Nova York a todo o gás natural

As nossas cidades enfrentam desafios energéticos complicados… O de Nova York inclui uma batalha contra a fuligem e contra a poluição. Está em andamento um plano a 20 anos para substituir o combustível poluente usado no aquecimento por alternativas mais limpas, como o gás natural.

Seamus Kearney, euronews: “As autoridades sanitárias estimam que podem ser salvas 800 vidas todos os anos com uma melhoria da qualidade do ar. Também esperam evitar centenas de hospitalizações devido à asma e outros problemas respiratórios e cardiovasculares.”

Durante décadas 10 mil edifícios usaram o combustível mais poluente para o aquecimento. Algo que provocou mais poluição do que todos os automóveis de Nova Iorque. Mas uma nova lei em 2011 atingiu esses combustíveis poluentes conhecidos como número 6 e número 4. O prazo final para mudar para alternativas mais limpas é 2030, incluindo o gás natural ou combustíveis mais ecológicos.

Um dos maiores proprietários de imóveis da cidade, a Universidade de Columbia, vai converter mais de 80 edifícios residenciais ao gás natural até o final deste ano.

Frank Martino Vice-Presidente de Operações desta Universidade diz que: “Columbia e a cidade de Nova York sempre foram sinónimos; sempre fizemos parte do tecido de Nova Iorque e líderes a muitos níveis, não apenas no ensino superior, sempre foi algo muito importante para nós.”

A universidade diz que o gás era apenas uma das opções, que legalmente podia ter optado por outra alternativa, mas que foi tomada a decisão certa: Não é só do ponto de vista ambiental – porque é um combustível muito mais ecológico e reduz bastante as nossas emissões, mas porque também reduz a manutenção do equipamento e o desgaste geral do próprio edifício”, acrescenta Frank Martino.

A cidade, diz que os resultados globais foram dramáticos. No ano passado, a poluição do ar de Nova Iorque caiu para o nível mais baixo dos últimos 50 anos. Alguns especialistas dizem que o gás natural é a alternativa óbvia, porque é mais limpo, acessível e abundante. Mas a questão é se será confiável em todas as circunstâncias.

Segundo Barry Stevens, especialista em energias: “Significa que se obtém energia da fonte energética sempre que se quer, não só quando o vento sopra ou quando o sol brilha, existe sempre. E este é um problema de algumas energias renováveis​​”.

Apesar de debate sobre o fornecimento de gás natural, a sua utilização está em ascensão e deve continuar a crescer. Nova Iorque também está a considerar instalar o gás natural liquefeito em camiões e no aquecimento. A cidade já tem uma grande frota de autocarros e híbridos a gás natural.

Fatos importantes sobre a campanha de Aquecimento Ecológico, em Nova Iorque:

◦O alvo são os combustíveis mais poluentes Número 6 e Número 4
◦Cerca de 10 mil edifícios de Nova Iorque usavam esses combustíveis em 2011
◦Em julho de 2015, o combustível número 6 vais er banido e o Número 4 proibido em 2030
◦As alternativas incluem o gás natural, biodiesel e combustível com um teor de enxofre ultra-baixo
◦Todas as novas caldeiras/aquecimentos devem utilizar um dos combustíveis mais ecológicos

Fonte: euronews

A nova oportunidade onshore no Brasil

A indústria de petróleo e gás do Brasil tem grandes oportunidades onshore com os novos blocos convencionais e não convencionais que chegaram ao mercado em 2013. Mas para tirar o máximo dessas novas reservas, os operadores precisarão de novas capacidades e habilidades para operar de forma eficiente.

Se a construção de um poço em águas profundas é como construir um arranha-céu, no qual as habilidades de planejamento detalhado e excelente gerenciamento de projetos são valorizados, então podemos pensar que a construção de poços onshore é parecida com o desenvolvimento de uma área de casas, onde a eficiência e um modelo replicável são essenciais para o sucesso. Ambos são projetos desafiadores que requerem um conjunto especializado de habilidades e excelência operacional, a fim de realizar toda a execução com sucesso. Mas saber como construir um não lhe prepara para enfrentar os desafios do outro, pois novos recursos devem ser aplicados para ser bem sucedido.

Os executivos da indústria de petróleo e gás do Brasil estão agora lutando contra esse desafio. Eles passaram décadas acumulando experiência em perfuração em águas profundas e produção. Porém, para prosperar nas recentes oportunidades em terra do País, eles terão que implementar um novo conjunto de capacidades para sites convencionais enão convencionais. Até recentemente, a história do petróleo e gás no Brasil foi, em grande parte, relacionada com a atividade offshore e as grandes descobertas na camada pré-sal, e os volumes no exterior têm ofuscado os “em terra”. Além disso, neste ano, a 11- rodada de licitação de blocos de hidrocarbonetos deu nova energia ao mercado onshore.

No Brasil, pode ser que demore cerca de 10 anos para o gás de xisto se tornar economicamente viável, dada a falta de exploração, poços e dados de campo em mais de 90% da região, a falta de regulamentação sobre o gás de xisto e, mais importante, a insuficiência de infraestrutura de transportes para conectar os campos ao mercado.

Mas o sucesso onshore poderia ser um divisor de águas para o Brasil. A produção de gás do país por dia poderia saltar de 70 milhões de metros cúbicos para potencialmente mais de 130 milhões de metros cúbicos em 2020. Ao todo, a história do onshore está prestes a mudar radicalmente a indústria de petróleo e gás no Brasil, mas vai desafiar os recursos locais e habilidades, especialmente em campos não convencionais.

Então, o que deve estar na mente dos operadores quando olham para essa oportunidade?

Os reservatórios terrestres são mais fáceis de alcançar, entretanto eles apresentam um conjunto diferente de desafios. A eficiência é um dos maiores deles. Usar o capital de forma eficiente e mantendo os custos operacionais sob controle não só leva a resultados financeiros saudáveis, mas também faz com que os novos projetos sejam viáveis, permitindo assim que as empresas explorem as reservas mais recentes.

Outro grande desafio é conseguir explorar ainda mais os campos maduros, com o mínimo de despesa. Em média, mesmo depois de 20 anos de produção, mais de um terço de hidrocarbonetos recuperáveis podem permanecer num campo. Mesmo um pequeno aumento na eficiência de recuperação pode estender a produção mais dois ou três anos nesses poços, e a rentabilidade adicional pode ajudar a alimentar novos investimentos. Aqui, novamente, muitos operadores se concentram na tecnologia, ainda que para capturar o máximo possível uma abordagem abrangente seja necessária.

Mudar táticas para ter sucesso no ambiente não convencional pode não ser fácil para as organizações que construíram seu sucesso em um ambiente de águas profundas com requisitos de engenharia avançados. Para ter sucesso nessa arena, elas terão de aprender a mover-se em um ritmo diferente e sob uma concepção de lucro diferente. Assim como o contraste entre a construção de um arranha-céu e de uma área de casas, os campos não convencionais terrestres requerem um processo em que velocidade, eficiência, padronização e repetição são as chaves para o sucesso.

Tudo isso sugere enormes oportunidades para as empresas que podem trazer à vida todo o potencial das reservas de gás terrestres, convencionais e não convencionais. Aquelas que se concentram em superar os desafios enfrentados pelos operadores e suas cadeias cie abastecimento terão uma maior chance de ganhar neste novo cenário.

Fonte: Brasil Econômico

Consumo de gás natural bate recorde histórico no Brasil

Impulsionado pela manutenção do despacho termoelétrico, o consumo de gás natural alcançou a maior marca desde o início da distribuição no país. 

O consumo de gás natural apresentou o maior consumo desde o início da comercialização no país, há 23 anos. O recorde histórico registrado no mês de março, com a média de 74,6 milhões de metros cúbicos por dia, foi puxado pela manutenção do despacho termoelétrico. De acordo com o levantamento estatístico mensal da Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado (ABEGÁS), o consumo de gás natural registrou aumento de 2,5% na comparação com fevereiro de 2014 e 7,4% se comparado com o mesmo período do ano anterior.

Já o consumo residencial cresceu 21,9%, em relação a fevereiro de 2014, e 6,2% na comparação com março de 2013.  O segmento industrial continua em trajetória de retomada do crescimento, com um aumento de 5,3% quando comparado ao mesmo período de 2013. Em relação ao mês de fevereiro deste ano, o aumento foi de 0,5%.

Em virtude da atual situação hidrológica do país, com reservatórios muito abaixo dos níveis esperados para o período, as térmicas a gás continuam despachando para garantir o atendimento à demanda crescente por energia elétrica. O segmento de geração elétrica apresentou aumento de 5,8%, na comparação com fevereiro de 2014 e de 22,9%, em relação ao mesmo período do ano passado.

Em relação ao mesmo período de 2013, o consumo de gás natural no segmento comercial subiu 9,4%. Na comparação com o mês anterior, o aumento foi de 2,76%.

O segmento automotivo apresentou retração de -3,7%, na comparação com fevereiro deste ano e -4,3%, em relação a março de 2013.

O número de consumidores cresceu 9%, chegando a 2,4 milhões de clientes em todo o país. A região Sudeste concentra o maior consumo de gás natural do país, com volume médio diário de 51,6 milhões de metros cúbicos, seguida pelo Nordeste, com 10,1 milhões de metros cúbicos. As regiões Sul, Norte e Centro-Oeste consumiram 6,6 milhões de m³/dia, 3,4 milhões de m³/dia e 2,6 milhões de m³/dia, respectivamente.

Gasodutos: planejamento em discussão

Com 9.244 quilômetros de extensão, a malha de gasodutos brasileira ainda é menor que a de países como a Argentina, que tem cerca de 15.013 km e Austrália, com 20 mil km. Desde 1999, o país experimentou uma expansão de 310% no tamanho, quando ainda eram 2.317 quilômetros. Lançado no fim do mês de março, na esteira da lei do gás, o Plano Decenal de Expansão da Malha de Transporte Dutoviário 2013-2022 é uma espécie de planejamento para o setor de gás natural do país. Elaborado pela Empresa de Pesquisa Energética, é feito um estudo do mercado de gás, abordando os potenciais, as demandas e ofertas para o insumo. Daí é traçado um trajeto para os gasodutos possíveis e verificada a viabilidade econômica do duto. Em caso afirmativo, ele está apto a ser licitado.

Dos 9.244 km,  8.582 km deles estão na malha integrada. A Transpetro opera 6.334 km da malha, que corresponde a malha integrada do Sudeste e Nordeste da Petrobras, além do Gasene e do gasoduto Urucu-Coari-Manaus, no Amazonas; a Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil, opera o Gasbol, com 2.593 km. Já a Transportadora GasOcidente é a operadora do gasoduto lateral Cuiabá, com 267 km e a Transportadora Sulbrasileira de Gás, opera no Rio Grande do Sul o gasoduto Uruguaiana – Porto Alegre, outros 50 km.

Essa edição do Pemat indicou um gasoduto elegível, o Itaboraí-Guapimirim, com 11 quilômetros de distância. Localizado na região do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro da Petrobras, que vai permitir escoar cerca de 17 milhões de metros cúbicos por dia de gás natural vindo do pré-sal. O gasoduto vai permitir levar o gás da unidade de produção de gás natural do Comperj até o Gasduc, integrando-o a malha de transporte. A demanda termelétrica estimada pela empresa até 2020 estará em 48 milhões m³/d. O gasoduto é fruto de solicitação da própria Petrobras, que agiu como agente provocador. Ele vai ter diâmetro nominal de 24 polegadas e pressão de projeto de 100 kgf/cm². Como a extensão do gasoduto é curta, não foi planejada a instalação de válvulas de bloqueio, já que eles serão realizados na origem e no destino. O material usado será o aço API 5L X70.

Na metodologia do plano, o gás destinado a termelétricas também é considerado, porém apenas é contabilizado o que já está no PDE 2022, ou seja, o que já está em operação, projetos vencedores de leilões ou indicativos nesse período. A EPE estima que a demanda termelétrica potencial em 2022 seja de 52,5 milhões de metros cúbicos por dia. A sistemática do Pemat é similar a do Plano de de Expansão da Transmissão do setor elétrico, em que a EPE faz o estudo, encaminha-o para o MME e em caso de aprovação, envia para a Agência Nacional de Energia Elétrica para um leilão. No caso do gasoduto, a licitação é feita pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis.

De acordo com o presidente da EPE, Maurício Tolmasquim, apesar do plano indicar apenas um gasoduto e com tamanho reduzido, o volume de escoamento de gás desse duto será expressivo. “O Gasbol escoa 30 milhões de metros cúbicos, ele é mais de meio Gasbol”. Mas essa indicação de apenas um gasoduto para construção é considerada tímida por setores do mercado, ficando aquém da expectativa. Para Augusto Salomon, presidente-executivo da Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado, o plano deveria ser o anexo de um planejamento energético que contribuísse para o desenvolvimento do mercado de gás natural no Brasil. “A proposta que apresentamos durante a consulta pública foi da criação de um Plano Decenal para o gás natural que inclui o Pemat como parte de um planejamento maior”, explica.

A expansão da malha de gás está diretamente relacionada a expansão do setor elétrico no país. Elas são consideradas como um fator de viabilização de dutos. Quando uma térmica a gás é leiloada, ela deve estar conectada a rede. Segundo Ricardo Pinto, coordenador da área de energia térmica da Associação Brasileira dos Grande Consumidores de Energia e coordenador técnico do programa Mais Gás Brasil, deveria haver uma sincronia entre o planejamento da expansão térmica com o da malha. “Uma térmica vai ter um grande consumo. Poderia haver um planejamento para definir a térmica em determinadas localidades, aonde possa ter ganhos energéticos em paralelo”, comenta. Ele elogia o trabalho feito pela EPE ao elaborar o plano.

Marcos Tavares, presidente da Gas Energy, também se coloca a favor de um plano que se apresente como instrumento para a expansão da malha de gasodutos . “Poderiam fazer projetos estruturantes de térmicas assim como foi feito com a fonte hídrica. Poderia indicar térmicas de maneira que viabilizassem gasodutos, atendendo tanto o setor elétrico quanto o de gás”, sugere. Cético quanto a eficiência do plano, Tavares acredita que o Pemat ficou com retrato similar ao do Plano Decenal de Expansão, aonde na opinião dele, não é possível mostrar uma visão estratégica para investidores. “Imaginar que o Brasil precisa nos próximos cinco anos fazer só 11 quilômetros de dutos é de uma completa falta de realidade do mercado. Na verdade o mercado estava esperando uma coisa e eles entregaram outra completamente diferente”, avisa.

“A proposta que apresentamos durante a consulta pública foi da criação de um Plano Decenal para o gás natural que inclui o Pemat como parte de um planejamento maior”, Augusto Salomon, da Abegás.

Outro fator que pode alterar o retrato atual da expansão de gasodutos é o resultado da licitação de gás promovida pela ANP em 2013, que não foi analisada pelo plano. A descoberta de gás não convencional traria uma interiorização do insumo e conseguiria atender às distribuidoras que não possuem o suprimento. Para Ricardo Pinto, da Abrace, existe uma grande demanda reprimida de gás no país e que no futuro as grandes indústrias poderão assim expandir o seu consumo. “É preciso que o mercado seja estimulado para atrair novos investidores para construção de dutos e de novos trechos”, sugere.

Salomon, da Abegás, considera o fato do Pemat apresentar apenas um gasoduto não ser um bom sinal para o mercado, não contribuindo na atração de novos investidores. Ele torce para o sucesso das jazidas em bacias terrestres. ”Torcemos não só pelo shale gas, mas por todo o potencial onshore, que vai ajudar a interiorização do gás”, comenta. A Petrobras, principal empresa do setor no país, acredita que o gás não convencional vai impactar na expansão da malha de gasodutos no Brasil. A empresa afirmou em nota à Agência CanalEnergia que por conta das localizações desses potenciais, na maioria no interior do país, será necessária uma implantação de infraestrutura de gasodutos para escoamento do energético.

A pujança da empresa também é alvo de questionamentos. Os agentes reconhecem que ela é a responsável pela estruturação do setor de gás no país, mas indicam que a expansão do sistema fica atrelada as decisões da empresa, e não do mercado. “Na medida que que ela controla gasodutos, distribuidoras, ela acaba criando barreiras de entrada que são seríssimas para outros agentes econômicos poderem competir”, revela. Ele conta que países que quiseram criar um mercado de gás quebraram a hegemonia do agente dominante. “Para isso serviria o Pemat, para trazer agentes novos ao mercado”, diz Tavares.

Térmicas poderiam viabilziar gasodutos – Marcos Tavares, da Gas Energy

A sinalização que vem sendo feita pelo MME de ter térmicas a gás mais próximas aos poços em um primeiro momento poderia impactar na expansão da malha. A iniciativa, embora vista como uma forma de monetizar o gás, não é vista como a melhor e mais atrativa para os agentes. Para Augusto Salomon, da Abegás, essa saída valeria apenas para campos distantes de centros produtores, sem condições de estruturar a demanda. Já Ricardo Pinto, da Abrace, lembra que essa opção não é a que agrega mais valor ao negócio, frisando que com apenas um uso, haverá um desperdício desse gás, que também poderia ser usado pelo consumidor industrial e incrementar a infraestrutura.

A experiência que serve de modelo para o governo – a da Eneva no Maranhão – também é alvo de questionamentos. Para Marcos Tavares, da Gas Energy, dificilmente esse modelo será reproduzido, já que ele compreendeu uma situação específica. Segundo ele, eram usinas de diferentes leilões que tinham bons contratos à época e que após o certame algumas delas ainda foram transferidas para a bacia do Parnaíba. “O conceito de que todo produtor onshore vai ter a mesma facilidade é um conceito errado. Não necessariamente qualquer lugar vai ser adequado para fazer a geração na boca do poço, é muito simplista”, ressalta.

A oferta de gás natural é vista por Tolmasquim como o principal desafio para a expansão dos gasodutos. Essa restrição fez com que projetos para a região Sul fossem desqualificados. Não haveria condições de despachar completamente para as térmicas Araucária e Canoas. Ainda segundo o presidente da EPE, hoje há uma grande demanda por gás natural de várias regiões do país, vinda não só do setor elétrico. “A questão hoje não é o gasoduto, mas a molécula. O principal desafio é descobrir gás a preços competitivos ou que se chegue gás importado a preços que se justifiquem”, afirma.

Pemat deve vir mais provocativo   Ricardo Pinto, da Abrace e do Mais Gás Brasil

O presidente da EPE alega que só é possível recomendar a construção de um gasoduto após a descoberta do insumo. Esse critério deixou o projeto da bacia de São Francisco, em Minas Gerais, como não elegível a proposição no Pemat 2022. Ainda é necessário que se confirme a oferta de gás natural na região para que o gasoduto João Pinheiro – Betim seja viabilizado. “Primeiro tem que encontrar o gás, enquanto não descobrir não pode ser indicado para a licitação”, diz Tolmasquim.  O empreendimento teria mais de 300 quilômetros e se conectaria ao GasBel, em Betim. Ainda assim, como ele se encaixou nos critérios de avaliação de oferta, demanda e preço máximo competitivo, foi inserido no plano. O valor global de referência do gasoduto seria de R$ 2,56 bilhões. Há duas alternativas para a sua construção: uma passa a jusante do reservatório da UHE Três Marias (MG – 396 MW) e a outra, a montante do reservatório da usina.

“Primeiro tem que encontrar o gás, enquanto não descobrir não pode ser indicado para a licitação”, Maurício Tolmasquim, da EPE, sobre o que insere  um gasoduto no Pemat 

Outro projeto classificado como não elegível no Pemat foi o gasoduto Santo Antônio dos Lopes (MA) – Barcarena (BA), que está fora da malha integrada. Esse duto, com 697 quilômetros de extensão, atenderia a demanda do complexo industrial de Barcarena, mas também é necessário que se confirme a existência de mais insumo na região, uma vez que a maior parte do que já está comprovado está comprometida com o complexo termelétrico da Eneva no Maranhão. O gasoduto teria um investimento de R$ 2,79 bilhões.Há um entendimento que no curto prazo a expectativa é de pouca expansão para a malha. Como já salientado, há a necessidade de bastante oferta para que mais gasodutos sejam construídos. A rodada de licitação de blocos realizada em 2013 e que mostrou players do setor elétrico como Copel e GDF Suez com disposição para prospectar gás pode trazer mais oferta e ampliar os gasodutos.

Salomon quer uma atuação do governo federal para o desenvolvimento da infraestrutura. Ele considera como desafio desenvolver mecanismos que viabilizem a estruturação da nova oferta de gás no país. “Entendemos que é importante o desenvolvimento de infraestrutura, a exemplo do que foi feito com portos, aeroportos, estradas e ferrovias. Os novos investidores não possuem um portfolio como o da Petrobras, portanto é necessária a participação do governo federal no setor”, salienta.

Os critérios que excluíram alguns gasodutos e deixaram apenas um elegível também são alvos de críticas. Ricardo Pinto espera que para as próximos edições, o plano seja menos restritivo e que a metodologia usada não seja tão rigorosa. “Na medida em que  haja a provocação de terceiros, que esses projetos sejam levados ao mercado e que ele dê a resposta se o gasoduto é viável ou não”, aponta.

Fonte: Agência CanalEnergia

Com preço em alta, aumenta ritmo de geração nas usinas de biomassa

Impulsionadas pelo elevado preço da energia no mercado livre, as usinas de biomassa ampliaram em 35% sua geração de eletricidade em 2013, com aumento de 21% na capacidade instalada.

Os números fazem parte de levantamento realizado pela Safira Energia a pedido do Valor, que mostra que a capacidade instalada do segmento passou de 7.342 megawatts (MW) em 2012 para 8.870 MW em 2013, e geração subiu de 1.445 para 1.946 megawatts médios. No mesmo período, o aumento médio na geração de energia, considerando todos os tipos de usinas, foi bem mais modesto, de 3%.

Para o gerente de regulação da Safira Energia, Fábio Cuberos, o crescimento da geração de energia nas usinas de biomassa em ritmo superior à expansão da capacidade instalada indica que os proprietários dessas unidades estão aproveitando o momento de preços elevados no mercado livre para gerar mais e, assim, obter lucros adicionais. No sistema Sudeste/Centro-Oeste, que responde pela maior parte da geração de eletricidade no Brasil, o preço médio da energia saltou de R$ 23,14 megawatts-hora (MWh) em janeiro de 2012 para R$ 290,72 MWh em dezembro de 2013 e, desde fevereiro deste ano, tem se mantido no valor máximo permitido pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), de R$ 822,83.

Eu e Paulo Scholl numa numa Microcentral Termelétrica a Biogás

Com a antecipação da colheita de cana-de-açúcar, diz Cuberos, os usineiros iniciaram antes do previsto a produção de açúcar e álcool e a geração de energia. As usinas de biomassa utilizam como matéria-prima o bagaço da cana.

Uma possível quebra na safra de cana-de-açúcar, que poderia afetar a geração de energia nessas usinas, teria pouco impacto sobre os preços da energia no mercado livre, na avaliação de Cuberos. O estudo desenvolvido pela Safira junto aos usineiros aponta expectativa de queda entre 10% e 15% na safra de cana-de-açúcar neste ano, em decorrência da estiagem.

Entretanto, diz Cuberos, pode haver uma compensação no fornecimento de bagaço de cana entre as usinas. “Os usineiros trabalham com a possibilidade de comprar bagaço das usinas de açúcar e etanol que não produzem energia e de utilizar palha na geração de eletricidade, caso falte matéria-prima.”

Com o bagaço de cana-de-açúcar sendo negociado atualmente entre R$ 100 e R$ 120 por tonelada, o custo de produção de energia nas usinas de biomassa gira em torno de R$ 400 por MWh, pelas contas do gerente da Safira. “Como o preço do bagaço de cana é muito volátil, pode haver uma subida de preços significativa, caso a demanda pelo produto aumente muito. Isso encareceria o custo da energia produzida por biomassa, podendo chegar até o teto de R$ 822 por MWh”, diz.

Cubero, porém, pondera que são poucas as usinas de biomassa que entram no modelo do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) para formação de preços no mercado livre. A maior parte delas, diz ele, produz energia apenas para manter suas operações de açúcar e álcool. “Somente as grandes usinas comercializam a energia excedente. Por isso, a participação desse segmento é pequena e sua influência sobre a formação de preços também.”

Fonte: Valor Online

Portugal pode ser “porta de entrada privilegiada” para gás natural dos EUA

Expectativas para o acordo comercial entre Europa e Estados Unidos passam pelo fim das restrições à exportação de gás natural dos Estados Unidos.

O secretário de Estado dos Assuntos Europeus, Bruno Maçães, defende que Portugal poderá ser uma “porta de entrada privilegiada” para futuras exportações de gás natural norte-americanas, se as restrições à sua comercialização caírem com a assinatura da parceria transatlântica entre os Estados Unidos e a Europa.

À margem do seminário realizado nesta segunda-feira em Lisboa sobre o impacto da parceria transatlântica (TTIP), Bruno Maçães disse ao PÚBLICO que, na próxima visita a Washington, dentro de duas semanas irá “insistir neste tema”.

“Por um lado, as restrições à exportação de energia do lado americano têm de ser eliminadas e, por outro, os Estados Unidos terão de investir em infra-estrutura, sobretudo em terminais de gás liquefeito”, disse o governante.

 “Nessa altura, a costa atlântica portuguesa será um ponto de entrada privilegiado dessa energia na Europa”, explicou Bruno Maçães, sublinhando ainda o potencial de diminuição dos custos energéticos e de reforço da competitividade da indústria europeia com esta fonte de energia mais barata.

Na sua intervenção no seminário, Nuno Ribeiro da Silva, presidente da Endesa Portugal destacou que o TTIP é um momento chave para que Europa e os Estados Unidos salvaguardem “a dimensão estratégica e política da segurança do abastecimento energético do ocidente”, colocando-a a salvo “de chantagens russas e do médio oriente”.

O presidente da Endesa notou que nos Estados Unidos existem neste momento duas forças distintas. Existe um lóbi industrial que vê reforçada a sua competitividade face às empresas europeias, mas também “uma indústria petrolífera e gasista que fica asfixiada por preços baixos”.

Considerando que “as restrições [norte-americanas] às exportações de hidrocarbonetos impostas desde os anos 70, em consequência dos choques petrolíferos, já não fazem qualquer sentido”, Nuno Ribeiro da Silva defendeu que é chegada a hora de Estados Unidos e Europa se entenderem sobre um dossier de “importância crítica”, para que o gás natural deixe de ser “utilizado como arma política”.

Fonte: Público.pt

Portugal: Caminhões do McDonalds vão ser os primeiros a utilizar gás natural

A HAVI Logistics, a empresa que transporta produtos alimentares para o McDonalds e Ikea ou ainda as pipocas para os cinemas Zon Lusomundo, vai passar a usar gás natural em vez de gasóleo nos seus caminhões de mercadorias. A multinacional fechou um acordo com a Dourogás, a empresa do norte que detém a Goldenergy, para abastecer toda a sua frota em Portugal, num total de 15 veículos.

“Temos uma preocupação com a sustentabilidade e com a inovação, mas não sejamos hipócritas, existe uma clara poupança associada a esta decisão”, disse ao Dinheiro Vivo, o gerente desta empresa, explicando que, face ao gasóleo, podem poupar-se uns 15 a 20 cêntimos por litro de utilização em frotas que fazem 200 mil quilômetros por ano”.

Aliás, diz o responsável que as poupanças são tão significativas que “o investimento paga-se no primeiro dia em que começa a funcionar”. E o investimento é grande.

 “Isto requer vários milhões de euros. A substituição de cada viatura custa entre 140 a 150 mil euros, já incluindo o equipamento para transporte alimentar”, adiantou Carlos Mendonça. Contas feitas, a empresa irá gastar 2,3 milhões de euros neste processo.

É por isso que, para já, a HAVI Logistics terá apenas três caminhões a circular a gás natural, e os restantes ao longo dos próximos três anos.

Primeira empresa de logística
O investimento da HAVI Logistics surge agora porque a Dourogás inaugura, em maio, um novo posto de abastecimento a gás natural veicular (GNV) em Portugal. Fica no Carregado, muito perto da sede da multinacional, custou 1,5 milhões de euros e não será apenas para abastecer a HAVI Logistics.

Fonte: Dinheiro Vivo